电力市场政策第四期

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昨天和大家分享了电力市场政策第三期：

Q8：未来达到目标后，80%中长协+20%现货的格局是否形成？

Q9：长期来看现货市场定价对各类电源IRR的影响？

Q10：负电价是否会出现？

Q11：灵活性改造煤电、抽水蓄能调峰成本低，如果进入市场后，会对化学储能造成较大冲击吗？

Q12：售电公司的唯一资源来源是电网，其独立性与市场化程度是否受影响？

Q13：如何鼓励社会参与售电公司投资？

Q14：西北地区的风光强制消纳到达极限，今年是否会有强制消纳的指标？

今天和大家分享电力市场政策第四期：

Q15：2030年建成全国统一电力市场，适应新型电力系统要求，这个系统中电源占比？

A：电源占比由测算。相比之下，业态比电源结构更重要，随着分布式能源、自备电厂等形式的增加，一区域内的调度点可能从百个上升到万个，变成扁平化的电力系统，大数据应用和智能化应用将实现较大突破。

Q16：基荷能源是否变化？

A：基核电源将持续存在，如核电、大水电、百万kW级别煤电，它们大多通过中长协保障电力供应的稳定。

Q17：中电联电量及装机预测的方法论？

A：

电量预测：

（1）测算方法：不会用弹性系数，因为存在结构性的突变，而是用分产业的核算、分地区核算、季节性核算来进行，并参考国家经济会议对GDP的预期；弃电部分只能估算，没有调研方法获取途径；（2）调研方法：主要通过电网公司与发电公司了解（每年报告发布前集中协商），加上与高耗能企业的交流（了解高耗能生产计划）。

装机预测：

（1）测算方法：无法预测，只能通过调研；

（2）调研方法：发布快报之前通过各省电网公司了解明年并网、谈好的装机量；公布的装机量往往是最低规模，因为存在分布式、自备电厂等，实际的装机增长规模往往高于预测，尤其是光伏装机规模。

预计2022年新增风电50GW，光伏90GW，只能超过不能低于这个数值。

Q18：新能源如果无法完成现货发电，是否需要以高电价购电？

A：是的，这就是现货市场的性质，如果未完成不能经过考核将遭受较高的惩罚，所以需要配套储能。

Q19：目前储能是否还没发展起来，无法很好的配套新能源？

A：储能的商业模式还未成型，未来需要公用的协调机制来调动储能以配合电网调度，这样储能才能发展起来。

Q20：新能源未来有容量电价，现货尽量参与？

A：新能源可以用户侧的波动对冲，减少了供需部分的矛盾。如果新能源的发电能够与用户的负荷配合，就能缓解部分矛盾。目前抢用户是非常重要的，如果能找到好配合的用户，就能省去这部分的调峰费用。

Q21：新能源进入市场后与用户签约的比例是否会持续提升？目前比重如何？

A：以后是点对点、点对网的交易，都是用户和发电侧进行交易。新能源大部分由电网收购，绿电交易前的所有新能源用电侧都是电网代理的，仅有发电侧的现货试点中有发电侧和用户侧的交易。绿电交易开展也是由电网公司撮合的，未来新能源交易中电网将作为输配的渠道，谈判仅由发电侧与用户侧进行。

电力市场政策第四期就分享到这里，明天和大家分享第五期的内容：

Q22：水电为什么没纳入绿电交易？是否是因为会影响新能源？

Q23：售电和输配电分离后，绿电交易机制会理清吗？

Q24：如何约束每年电网新增并网能力，提升线路升级与增加的积极性？

Q25：保障利用小时下降的同时绿电交易可以实现溢价，如果新能源企业参与绿电的配套没做好，收益是否会受到冲击？部分企业是否用煤电更好？

Q26：新能源电价上升速度如何会更合理？太快是否会影响工业企业成本？太慢是否会影响新能源发展的积极性？

Q27：我们对政策理解是考核能耗强度而不考核总量，是否并非上述两指标都不考核？

Q28：售电服务方面（用户侧需求响应等），国际上是否有对标的优秀企业？

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